Dette er saken
Per Arne Bjørkum fremsatte i fjor en ny teori som innebærer at de geokjemiske modellene som benyttes i leting etter olje og gass ikke er gyldige. På den måten sår han tvil om geologene har blitt ledet på rett vei av dagens petroleumsgeokjemikere på sin jakt etter olje.
Teorien bygger på gamle ideer for hvordan tungolje dannes i kildebergarten tidlig i begravningshistorien.
Johan Michelsen, pensjonert petroleumsgeolog/petroleumsgeokjemiker, har gjennom to innlegg på geoforskning.no i september forklart hvorfor han mener at Bjørkums teori ikke holder vann:
Geoforskning.no: Teori basert på avkreftede påstander
Geoforskning.no: Oppklaring om dannelse av tungolje
Bjørkum svarte Michelsen i dette innlegget.
Hva er tungolje?
Bjørkum skriver: «Før jeg svarer på Michelsen sine påstander, vil jeg gjøre oppmerksom på at for meg har vært viktig å skille mellom tungolje og hydrokarboner. Tungoljer består i all hovedsak av organiske molekyler som inneholder noen få prosent oksygen, svovel, nitrogen og metaller i tillegg til hydrogen og karbon.»
Dette er helt feil. De fleste tungoljer inneholder rundt 50-60 prosent hydrokarboner. Ultratung bitumen har vanligvis ikke under 40 prosent hydrokarboner. Det underlige er at i hans opprinnelige artikkel hadde han en referanse til analyser som viste innholdet av NSO og asfaltener til tungolje (35,6 prosent) og bitumen (49,2 prosent).
Det er en enkel subtraksjon som da viser at tungoljer derfor typisk inneholder hovedsakelig hydrokarboner. Og dette gjelder sammensetningen i lagertanken, etter separasjon og ikke sammensetningen i reservoaret, selv om forskjellen er mindre for tungoljer enn for konvensjonelle oljer.
Skal vi diskutere tungoljens rolle i petroleumssystemene må vi vite hva det er, og vi trenger en kjemisk konsistent beskrivelse av hvordan den dannes og fra hva. Slik nøkkelinformasjon mangler fullstendig i Bjørkums teori.
Det er en diskontinuitet i sammensetningen mellom konvensjonelle oljer og tungoljer. Den kan best forklares via PVT-egenskapene til petroleumsfluidene [1][2]. Faktisk er dette et kritisk element i diskusjonen om opphavet til de ulike typene olje.
Vår tre-fase PVT-modell reproduserer diskontinuiteten; konvensjonelle oljer er fraksjonerte med hensyn på det man ofte kaller asfaltutfelling, men som i virkeligheten er en separat veldig tung veske som også inneholder hydrokarboner. Tungoljer kan transporteres til grunne områder, via mekanismer som holder metningstrykket nede til den ekstra tunge vesken. Jeg gikk gjennom dette i mine forrige innlegg. Det er ingenting i Bjørkums teori som kan forklare denne diskontinuiteten.
Det er vanskelig å diskutere tungoljedannelse med en som til tross for referanser han selv har brukt, mener at tungolje har en annen sammensetning enn det det har. Men jeg skal allikevel ta meg tid til å gå gjennom hans feilslutninger om CO2 sin påvirkning av systemet. Dette krever en forståelse for hva tungoljer faktisk er, noe som Bjørkum tydeligvis er forvirret om. Jeg vil også klargjøre hvilke data som ligger bak dagens petroleumssystem-teorier som Bjørkum ignorerer.
Og det er ingen tungoljer i Bjørkums 30 ºC kalde og porøse «kildebergarter».
Er det virkelig umulig å sjekke om det er tungolje i sedimenter som Bjørkum hevder?
Hvis det ikke er dannet tungoljer i sedimenter ved 30 ºC, og ingen noen gang har observert slike der, så er det åpenbart at Bjørkums teori har et fundamentalt problem. (Man kan ekstrahere organisk materiale fra slike sedimenter, og får lignende ekstrakt som fra ferskt organisk materiale på overflaten.) Han forsøker derfor å vri seg unna dette problemet.
Bjørkum hevder: «Michelsen har åpenbart ikke fått med seg, noe Hedberg et al var klar over, at de kjemiske løsningsmidlene man brukte for å ekstrahere olje fra kildebergarter, ikke kunne brukes til å si hva som var til stede i kildebergarter eller hvilken fraksjon som ble drevet ut.»
Da sier Bjørkum eksplisitt at det ikke er mulig å analysere og finne ut om sedimenter inneholder tungolje. Med andre ord sier han at teorien hans ikke kan testes ved å se etter tungolje i sedimentene. Som vitenskapsteoretiker burde Bjørkum vite at en teori som ikke kan falsifiseres, er verdiløs. Hans ønske om å løse et problem fra 70 år tilbake i tid, som ikke lenger er noe problem fordi det var bygget på misforståelser, tvinger ham til meningsløse påstander.
Vi kan justere løsningsmidlene til å løse opp alle komponentene i tungoljer og bitumen uten at det løser opp kerogenet. Siden vi kjenner sammensetningen til tungolje, er det trivielt å se om slike finnes i sedimenter. Og vi vet fra 50 år med geokjemiske arbeider at vi ikke har fått dannet tungoljer/oljer i sedimenter som ikke har vært varmet til mer enn 30-40 ºC og som er dominert av vann.
Oljeindustrien vet fra alt som har vært boret, at uten en moden kilde (rundt 80 ºC+) finnes det ikke oljeforekomster.
Dette er jo noe Equinor også kjenner til. En gammel kollega av Bjørkum påpeker i kommentarfeltet på geo365.no at Bjørkums teori kan falsifiseres med de 40 til 50 tørre brønnene som er boret i det mesozoiske Norsk-Danske bassenget, hvor grunne jura kilder og reservoarer er til stede.
Samtidig som Bjørkum fornekter muligheten av å teste for tungolje i disse kalde sedimentene, er han skråsikker på at de inneholder tungolje. Han er altså skråsikker på noe han selv sier ikke kan testes. Denne sammensetningen, som han er forvirret over hva er, mener han kan drives ut av sedimentene ved hjelp av CO2.
CO2 i grunne, kalde sedimenter med lavt trykk og med høyt vanninnhold (≈50 prosent porøsitet)
Bjørkums argumentasjon rundt CO2 viser at han ikke har satt seg inn i de prosessene han refererer til. Han ignorerer at artikkelen beskriver hva som skjer i en ren CO2-atmosfære; ikke hva som skjer i et lavtrykks-system som er dominert av vann. Vi skal også være klar over at vann finnes både i porenettverket og sorbert på/i kerogen.
Bjørkum kaller CO2-utdrivingen av tungoljen, «ekspulsjon av bituminøs olje fra kildebergarter». Han lurer ikke på hvorfor man skiller mellom brunkull og bituminøst kull, og hvor i sedimentære bergarter brunkull omdannes til bituminøst kull. Det skjer ikke nært overflaten ved 30 ºC.
Jeg har faktisk vært en del borte i hva som skjer når man injiserer CO2 i organisk rike sedimenter. Amocos forskningssenter kjørte et prosjekt (lenge før skifergass-boomen) hvor man forsøkte å øke utvinningen av adsorbert metan fra de hydrogenrike kullene i Fruitland-bassenget. (Amoco produserte på den tiden ca. 30 prosent av USAs gass via kull-desorbing.)
Når man pumper CO2 fra en ekstern kilde under høyt trykk, så vil CO2 overta mye av overflaten (i mikroporøsiteten) hvor metan sitter adsorbert. Resultatet er at mer av metanet går inn i gassfasen, kerogenet sveller litt fordi CO2 adsorberes kraftigere. Men dette er etter at man har pumpet ut alt vannet.
Hvis vi ser på Gordondale, så går denne nedre jura-kilden i tid inn i toarcium. Det var en veldig varm periode med nesten tropisk klima i området. Vanndyp til sedimentene vil ha vært mellom 50-200 m, og temperaturen i kontaktflaten mellom vann og sediment kan ha vært i 20-25 ºC+ området. Da skal vi ikke langt ned før vi treffer 30 ºC. Vi kan forvente porøsiteter fra 60-70 prosent i overflaten ned til 20-40 prosent én kilometer ned i sedimentene.
Det som skjer i dette intervallet er først og fremt ekspulsjon av vann. For Gordondale, som er den viktigste kildebergarten i Western Canadian Basin (WCB), er rimelig dyp for 30 ºC mindre enn 500 meter og med rundt 50 prosent vann, og med et trykk på rundt 50 til 70 atmosfærer. Hvis den eneste fluid i sedimentet var CO2 (0 prosent vann) så ville CO2 være en fluid med PT nært kritisk punkt (ca. 31 ºC & ca. 74 atm).
Det vil si vi at er i et PT-område hvor det er mulige diskontinuiteter i flere retninger i PT-rommet og vi har tre mulige faser; væske, gass eller superkritisk fluid, avhengig av faktisk trykk og temperatur. Vi har temperatur over 22 ºC så vi har ingen komplisering med CO2-hydratdannelse.
Men det viktigste er at vi ikke har en ren CO2-atmosfære i Bjørkums kildebergart; vi har stort sett vann med oppløst CO2. Og mengden CO2 som kan dannes lokalt inne i sedimentene er typisk (fra observasjon og massebalanse) ikke nok til å danne en fri CO2-fase. Hvis CO2 skulle ha noen betydning i disse grunne sedimentene (og det inneholdt tungolje), må jo en meningsfull modell estimere hvor mye CO2 som dannes og hvordan det vil få tilgang på tungoljen og kerogenet.
Bjørkum ser ikke noe behov for slike beregninger på det som er hovedpoenget i hans modell. Det er ingen som injiserer CO2 under høyt trykk inn i sedimentene, på samme måte som under EOR med CO2 hvor Bjørkum henter halvparten av sin informasjon fra.
For at man skal kunne bruke CO2 for EOR kreves det at oljen inneholder betydelig mengder lette hydrokarboner i den residuale oljen man vil drive ut. Derfor er slik blandbar CO2/EOR kun relevant i reservoarer med residuale lette og intermediære oljer. Det burde jo vært et problem for Bjørkum som mener at tungolje hovedsakelig ikke inneholder hydrokarboner. I tillegg må man sørge for skikkelig trykksetting typisk med en CO2-masse tilsvarende to til fire ganger massen av oljen man vil drive ut.
Grunnen til at det kreves olje med mye lette hydrokarboner er fordi det kreves sterk interaksjon mellom oljen og CO2. CO2, selv i superkritisk tilstand, er et godt løsningsmiddel for hydrokarboner, men et elendig løsningsmiddel for NSO & asfaltener. Typisk vil man kunne ekstrahere fra en kildebergart 20 til 40 ganger mer NSO & asfaltener med et vanlig polart løsningsmiddel enn hva superkritisk CO2 vil være i stand til.
Sagt på en annen måte, egner ikke CO2 seg til å ekstrahere tungoljer fra sedimenter fordi det er lite interaksjon (inklusiv svelling og viskositetsreduksjon) mellom tungoljen og CO2. Dette er grunnen til at man stort sett har forlatt superkritisk CO2 i kildebergartsstudier. Bjørkum ignorerer det som skal til for å senke viskositeten til en hypotetisk tungolje i grunne, kalde og vannrike sedimenter.
Han leverer bare en påstand uten noen form for systembeskrivelse eller beregninger om hva som skal til for at CO2 i det vannrike sedimentet skal kunne senke viskositeten til tungoljen (hvis den eksisterte i sedimentet). Sammenligninger med EOR i reservoar med residuale lettoljer er misvisende.
Bjørkums mekanisme for ekspulsjon av tungolje fra de kalde, løse til tidlig diagenetiske, meget porøse og vannrike sedimentene
Kerogen inneholder også vann både i løsning og adsorbert. Dette har en stor effekt på både ad- og absorpsjon av små molekyler fordi det blokkerer plassene for mulig nye ad- og absorpsjon. Typisk vil sorpsjonsevnen til nye små molekyler falle kraftig ved økende vanninnhold [3]. Adsorpsjonsisotermer måles normalt ved full fuktighetskontroll. Bjørkum refererer til [4] men de vurderer ikke effekten av vanninnholdet (fuktigheten).
Det Bjørkum ikke har fått med seg er at svelling-eksperimentet og simuleringene til [4] er med kerogen i et miljø utelukkende med CO2. Bjørkum glemmer at hans kalde sedimenter vil ha rundt 50 prosent vann. Dette er et helt annet game.
Bjørkum hevder videre at [4] rapporterer kerogensvelling på noen få prosent. Bjørkum plukker svellingen i en ren CO2-atmosfære fra et CO2-trykk på 50 atmosfærer. På et CO2-trykk på 50 atm ren CO2-atmosfære rapporterer [4] en svelling på under 2 prosent. De rapporterer antagelig fra et tørt miljø (uspesifisert).
Mest sannsynlig så er det ikke noen virkelig svelling av kerogenet via den lille CO2-produksjonen i kalde, løse til tidlig diagnetiske, vannholdige porøse sedimenter som vil ha det meste av CO2 oppløst i vann.
Når så Bjørkum hevder; «The net effect of CO2-gas in oil is therefore a significant volume expansion of the millimetre to sub-millimetre thin organic laminae which lifts the overburden resulting in the development of tensional fractures [5]» har ikke Bjørkum noen teori eller målinger som han kan bruke til å forsvare dette: kun å ignorere at [4] sine målinger var i en ren CO2-atmosfære.
Videre glemmer Bjørkum at oljegenererende kerogen stort sett har konstant tetthet i dette området. Oksidasjon av slike skjer hovedsakelig i vannmassene og helt øverst i sedimentpakken. Andre kerogen (≈Type III, med høyere oksygen innhold), blir lettere når de er involvert i CO2-dannelse.
Men selv om slike i dette PT-området får minsket tetthet når de frigjør CO2, så mister de en større masse/partielt volum CO2 til porevannet. Netto så minsker kerogenvolumet og bergartsmatriksvolumet via CO2-dannelse. Det er ikke noen ekstern CO2-kilde som injiserer CO2 inn i sedimentet; karbonet og det meste av oksygenet må tas fra kerogenet.
Siden viskositeten av vann er kolossalt mye lavere enn den virtuelle tungoljen i dette PT-området med veldig høy porøsitet, vil responsen til sedimentene, enten det er ekstra overleiring eller volumforandring (mest sannsynlig minskning og ikke økning som Bjørkum hevder) av matriks, være utdriving av porevann.
Så fortsetter Bjørkum: «Initially, the fractures will grow as an extension of the sub-horizontal organic laminae” [5].
Det Bjørkum ikke får med seg, er at [5] snakker om hydraulisk oppsprekking i reservoar-takbergarter med veldig lav permeabilitiet. Trykket påføres av petroleumskolonnen nedenfra. Dette er et fullstendig annerledes system enn Bjørkums virtuelle høyporøsitets dårlig konsoliderte «kildebergart» nær overflaten.
Og det er tankevekkende at [5] bruker en forståelse for forholdet mellom oljetrykk og vanntrykk (i reservoar og takbergart) som Bjørkum mener er helt feil i en egen publikasjon [6]. Bjørkumgruppen [6] mener at oljetrykket i en kolonne, ikke vil bli påvirket av overtrykk i vannfasen!
Det er særlig fire ting som er ødeleggende for Bjørkums nye teori:
1) Det første er at han ikke bryr seg om det primære, nemlig hvordan oljen dannes, fra hva og med hvilken hastighet. Den virkelige oljegenereringshastigheten i dette PT-området er null, og derfor er det ingen olje i sedimentene. Hastigheten på ekspulsjon er først og fremst en funksjon av dannelseshastigheten. Når Bjørkum glemmer at oljen må dannes, blir neste ledds strømningshastighetsvurderinger nokså irrelevante.
2) Det andre er at han ikke har noen reell drivkraft for ekspulsjonen. Det hele med kerogenekspansjon via CO2-svelling av kerogen er kun relevant til et system med ren CO2, helt annerledes enn Bjørkums «kilde».
3) Det tredje er at de vurderinger om oljesvelling han refererer til, er for lette og intermediære oljer. Nå inneholder ikke Bjørkums «kildebergarter» olje, men hvis vi ser på tidlig modne virkelige kildebergarter (ved mye høyere temperaturer), så sitter oljen primært i en absorbert tilstand. Og i dette PT-området hvor virkelige kilder starter generering, så er det nesten ingen CO2-generering. Oljegenererende kerogen genererer oksygenholdige forbindelser, men hovedsakelig som del av organiske forbindelser.
4) Bjørkum sier så at hastigheten på oljeekspulsjonen følger av den laterale trykkgradienten. Han hevder at en overflatetopografi på 0,1 grad gir en lateral trykkgradient på 2*10-4atm/m. Det hadde vært riktig om vi hadde et fullt mettet system, og at topografien var over havets nivå og vi hadde et statisk system uten vannstrømning mellom posisjoner med ulik vannkolonne. Jeg antar at Bjørkum ikke tror at kilden var avsatt over havnivå, så da blir Bjørkums videre beregninger helt feile.
I et system med hydrostatisk trykkgradient er sedimenttykkelsen balansert ut, og vi har samme trykk på 400 meter under havoverflaten fra sted til sted uavhengig av om dybden til sedimentoverflaten varierer fra sted til sted. Det er ikke noe væskepotensiale for transport langs en intern høydeforskjell fordi den er nøyaktig balansert via tettheten til porevannet. Kraftbalansen i et slikt system innebærer at kraften som skal til for å skvise ut porevannet under kompaksjonen, er mye mindre enn kraften som skal til for å deformere matriks.
Hvis vi skal ha laterale trykkgradienter i dette systemet, må vi ha ulikt overtrykk lateralt og det krever at lateral permeabilitet må være veldig lav slik at den laterale trykkgradienten ikke kjapt elimineres med strømning på den relevante tidsskalaen. Kraften som skal til for å skvise ut porevannet må være større enn kraften som skal til for å deformere sedimentmatriksen og denne kraftbalansen må variere lateralt. Det er umulig å predikere noe generelt om hva slags laterale trykkgradienter vi vil ha i dette tilfellet.
Bjørkums laterale trykkgradient eksisterer ikke i marine sedimenter med hydrostatisk poretrykk. Alle estimater han kommer opp med, som følge av den galt estimerte laterale trykkgradienten, blir tilsvarende irrelevante.
Tungoljeganger og sillintrusjoner
Hedberg et al. tolket tungoljeganger som relatert til tektonikk. En slik tolkning er ikke mulig fordi gangene mange steder leverer fluider til sillintrusjoner som løfter opp hele bergartsmassivet. Til dette kreves det lokalt et trykk større enn det litostatiske. Dette kan kun skje når gangene står i hydraulisk forbindelse med en «pumpe» dypere i pakken.
Det finnes ingen tegn til annen deformasjon enn den som tungoljen leverer via sitt trykk. Det som kjennetegner slike intrusjoner i hele verden er ikke tektonikk, men tilstedeværelse av spesielt rike kildebergarter. Det er mange observasjoner på hvordan slike har røtter i de rike kildebergartene.
Når det gjelder biomarkører og optisk aktive molekyler som temperaturindikatorer …
Hedberg et al. hadde ingen mulighet til å oversette deres variasjon til en maksimaltemperatur, ganske enkelt fordi det på deres tid ikke eksisterte fysikalsk-kjemiske modeller som kunne oversette en tilstand til maksimal temperatur. Bjørkum sier at Hedberg et al. dokumenterte tidlig oljeekspulsjon.
De dokumenterte ekspulsjon, men hadde hverken teori eller data til å definere hva de mente med «tidlig». På den tiden hadde man ikke noen modenhetsskala. De hadde heller ingen kobling til temperatur.
Bjørkum forsøker å gi inntrykket av at Hedberg et al. hadde kontroll på temperaturene som kildene hadde vært utsatt for. Dette er hva Hedberg [7] skriver i sin konklusjon: «temperature recorded as high as 113 ºC but with a probable maximum of 100 ºC, for most oil basins and a theoretical upper limit of less than 200 ºC.» «Most oils was probably formed early, but some late; Some resulted from high temperatures, some not.»
Det burde være tydelig at dette er kun gjetninger uten kontroll over hva som har skjedd med sedimentene. Hedberg et al. hadde ingen mulighet til å sette virkelige temperaturer på prosessene. Konsepter som «early» og «late» og «high» versus «low» temperaturer er synsing uten noen form for skala. Teknologien til å gjøre det eksisterte ikke. Alle disse temperaturanslagene var bygget på dagens temperaturer med gjetninger om graden av erosjon. I dag har vi et helt annet datagrunnlag.
Bjørkum sier «Fordi vitrinitt ikke er så pålitelig ved lave temperaturer (<70 ºC), brukte de tungoljens evne til å til å rotere lys som en indikasjon på hvilke maksimumstemperaturer reservoaret hadde vært utsatt for. Dette har ikke Michelsen fått med seg ser det ut til.»
Dette er jo interessant. Hedberg et al. hadde ikke noen formening om påliteligheten til vitrinitt, ganske enkelt fordi det ikke var i bruk i oljeindustrien på deres tid til å studere kildebergarter. Det var først Wallace Dow i Amoco som startet den bruken rundt 1977 (tror jeg det var), og det har undertegnede fått med seg fra samtaler med Wallace.
Jeg har faktisk meget stor respekt for Hedberg sin oversikt over kilder og forekomster rundt i verden. Hedberg var en pionér, men hadde ingen mulighet til jobbe seg frem til en løsning av «petroleumsparadokset». Til det manglet han både gode nok analytiske muligheter og data.
Jeg er generelt er skeptisk til bruk av biomarkører og optisk aktive molekyler som modenhetsparametre. Grunnen er ikke at jeg tror modellene for deres utvikling er spesielt dårlige. De kan fungere i kildebergarter. Problemet med migrerte fluider / reservoarfluider er dog at i de aller fleste petroleumssystemer er det uunngåelig at fluider fra et stort spekter av modenheter møtes og blandes langs migrasjonsruter og reservoarer.
Ettersom disse molekylene har veldig ulik konsentrasjon i kildene som funksjon av modenhet, vil blandingen ikke gi noe meningsfullt bilde av modenhet; virkelige fluider er blandinger av et potensielt stort modenhetsspekter. Fordelingen blir en funksjon av geometrien til petroleumssystemet og hvordan konsentrasjonene varierer med modenhet.
Av samme grunn tror jeg at bruk av såkalte migrasjonslengde indikatorer er på shaky grunn.
Hva kan man kreve av en modell?
En geokjemisk modell må gi en sammenhengende og kjemisk (termodynamisk) og fysisk korrekt beskrivelse av modellen. Hvis det kreves beregninger, så må disse være sammenhengende fra A til Å. Og så må det være mulig med basisteori eller data å falsifisere modellen.
Bjørkums modell feiler her 100 prosent. Hans eneste beregning starter med en gal beregning (lateral trykkgradient), som gjør resten av evalueringen meningsløs. Alle fysiske eller kjemiske prinsipper han hevder gjelder, bygger på misforståelser, feilrepresentasjon av referert litteratur, feilsiteringer eller referanser til artikler som beskriver irrelevante ting.
Vår modell for dannelse av olje og gass [1][2], inneholder estimat av genererte og utdrevne væske-sammensetninger og hvordan de forandres ved begravning. Videre inneholder den beregninger av faseforholdene til disse fluidene både i kilden, langs migrasjonsveier og i reservoaret. Dette er gjort med termodynamisk konsistente tilstandsligninger. Modellen er sammenlignet med det virkelige petroleumssystemet som inputdata kom fra.
Jeg har ingen naiv tanke om at det ikke er betydelige usikkerheter i modellen. Men modellen inneholder et absolutt minimum av elementer som må være med hvis man skal mene noe om petroleumssystemet.
Bjørkum poengterer selvfølgeligheten av at «Måten man tester en teori på derimot, er å lete etter observasjoner som kan tenkes å være uforenelig med dem.»
Men det kreves mer enn det, som f.eks. at en modell for oljedannelse må inneholde en beskrivelse av hvordan oljen dannes. Som jeg har poengtert ovenfor, mangler Bjørkums modell noe så fundamentalt som det.
Det er jo også klart, at hvis det ikke er dannet tungolje i grunne, porøse og vannrike sedimenter, så falsifiseres modellen umiddelbart. Men Bjørkum forsøker å vri seg unna dette. Han hevder at man ikke kan sjekke sedimenter for tilstedeværelse av tungolje. Da innrømmer han at modellen ikke er en vitenskapelig teori, fordi den mangler fundamental testbarhet.
Bjørkum synes vår modell for tungolje, som er bare en liten del av en petroleumssystemmodell, har for mange antagelser og kommer i konflikt med prinsippet om enkelthet. Hvilke antagelser han snakker om, sier han ikke.
Men modellen er så enkel som det er mulig å være. At tungolje dannes først fra kildebergarter, og at den genererer lettere og lettere fluider ved økende modning er noe vi måler i naturen, og som vi også reproduserer på laboratoriet. De fleste geokjemikere vil være enig i dette. Hvis vi skal predikere hvordan fluidene oppfører seg er PVT-modellering uunngåelig fra kilde til reservoar, og i reservoar. Vi sammenligner med virkelige system og har så langt ikke sett ting som falsifiserer modellen.
Bjørkums modell mangler dog de fleste kritiske elementer og er intet annet enn antagelser uten basis i fysikalsk kjemi og termodynamikk.
Olav Walderhaug sine observasjoner
Bjørkum mener jeg ikke behersker det vitenskapelige språket siden jeg ikke forstår hva Walderhaug mente med forenlig versus støtte.
Spørsmålet er hva poenget med Walderhaugs innlegg var, hvis det ikke var for å støtte Bjørkums teori?
Virkeligheten er at observasjonen til Walderhaug er irrelevant i diskusjonen om Bjørkums teori, siden den er forenelig med hele kjøkkenvasken av oljedannelsesteorier. Det er derfor jeg stiller spørsmål om hva dette har å gjøre i diskusjonen om Bjørkums teori.
Walderhaug er fullt klar over at fluidinklusjonsstudier har usikkerheter, hvorav noen er vanskelig å beskytte seg mot. Dette gjelder det meste man driver med innen naturvitenskapene. Innen oljeindustrien er man spesielt vant til å håndtere massive datasett med mye støy så de fleste arbeiderne, meg inkludert, vil ha et avslappet forhold til enkle tall.
«Dagens modell» legger ikke til grunn at utdrivning av petroleum først starter ved 120 ºC som Bjørkum hevder
Bjørkum tviholder på påstanden at «dagens modell» innebærer at utdrivning av petroleum først starter ved 120 ºC. Han leter frem en påstand blant noen arbeidere, men ignorerer at de som har jobbet med massebalanse, har et helt annet syn. Det er ikke vanskelig å finne publiserte gale utsagn og gale teorier i litteraturen, så det er ikke særlig smart å tviholde på slike uten å sjekke annen litteratur.
Bjørkum et al [8] sin sandsteinskompaksjon uten gravitasjon, er jo et godt eksempel på hvordan lite gjennomtenkte ting kan publiseres. Det er vanlig at kinetiske modeller gir høyeste genereringshastighet rundt en slik temperatur, men massebalanse viser at ekspulsjon skjer fra en kombinasjon av genereringskapasiteten, kinetikk og temperatur/oppvarmingshastighet. I rike kilder vet vi at ekspulsjon skjer ved mye lavere temperaturer.
Er dagens modeller bare basert på laboratorieforsøk?
Bjørkum hevder: «Today’s model for generation and expulsion of oil is based on laboratory analysis. «
Dette er feil. Som jeg tok opp i mitt første innlegg: Forståelsen for hvordan petroleum (uspesifisert fase) dannes, får vi først og fremst for å studere de kjemiske forandringene i kerogen i naturen med metoder som: elementanalyse, Rock-Eval, refleksjonsmikroskopi, micro-fluoresens spektroskopi, røntgendiffraksjon, (mikro-)FTIR, NMR og 13C CP/MAS viser elegant når kerogenet brytes ned, aromatiseres/kondenseres og frigjør petroleumsfluider. Samtidig som dette måles, analyseres det som til enhver tid er igjen av petroleum i kilden.
Det er et hav av data som Bjørkum ignorerer eller ikke kjenner til, som viser at disse forandringene ikke skjer ved de lave temperaturene som han påstår. Fra dette vet vi hvilke kjemiske strukturer vi har i makromolekylene, og hvordan de forandres når disse brytes ned og frigjør petroleum. Dette er hovedholdepunktet, og har ikke problemene med de høyere laboratorietemperaturene.
Slike studier av reagerende kerogen, viser klart at dette ikke dreier seg om hydrogenstripping, som nå Bjørkum kaster inn i ringen som ennå et paradigmeskifte. Produktene som vi observerer i kildebergartene under oljedannelse, tilsvarer de strukturene som elimineres fra kerogenet.
Hydrogendannelse er først og fremst noe vi ser i abiotiske system, særlig via serpentinisering i ofiolitter og langs midthavs magmatiske system. Jeg kommer tilbake til rollen av hydrogen i petroleumsystem.
Vi lærer masse fra laboratorieforsøk, men det er kombinasjonen av studier av naturlig modnet materiale og labforsøk som er ryggraden i vår kunnskap om petroleumsdannelse.
Termodynamikk
Kerogen er først og fremst et resultat av fotosyntese. Det dreier seg om lagret solenergi.
Kerogen er termodynamisk ustabilt og vil spontant reagere og dekomponere med hensyn på styrken til bindingene som holder kerogen sammen. Hvorfor og hvordan dette skjer, må vi vurdere/analysere via reaksjonskinetikk.
Man har alltid vært bekymret for at vi kan ha ulike reaksjonsmekanismer fra natur til laboratorium. Og det er sikkert at det er forskjeller, særlig når det gjelder rollen til vann. Men det interessante er at hovedtrekkene er de samme.
Det finnes to hovedskoler (og hybrider av disse) om hva kerogen representerer. Innen organisk petrologi har hovedtanken alltid vært, via mikroskopiske studier, at det dreier seg om selektivt bevarte maseraler og detritus av disse.
Innen organisk geokjemi, var den vanlige oppfatningen at kerogen ble dannet først via en total nedbrytning til monomerer og så ny polymerisasjon til geopolymerer. Med mer detaljerte studier isolerte man polymerer som klart var bare svakt modifiserte biopolymerer.
Konklusjonen fra disse studiene var at iallfall de fleste hydrokarboner var resultat av cracking av biopolymerer. Konsentrat av f.eks. algerester, eller laserpyrolyse av enkle algekropper under mikroskopet, crackes til hele spekteret av hydrokarboner, NSO og «asfaltener».
Fra mitt ståsted med partiskhet fra organisk og metamorf petrologi, vil jeg argumentere for at oljedannende kerogen først og fremst er detritus (via både mekanisk og via bakterielt angrep) av biopolymerer i alger, sporer, pollen og i noen grad bakterier. Disse dekomponerer til hele spekteret av organiske molekyler. Termodynamisk har disse meget høy «Free Energy of Formation»(FEoF).
Geopolymerer er noe vi først og fremst finner som organisk sement i terrestriske sedimenter som kull (humic gels). Disse har generelt lav FEoF og vil først og fremst frigjøre metan og lette aromater, samt fenoler. Det samme gjelder trerester og andre terrestriske biopolymerer. Forsøk på å lage kunstig kerogen via ny polymerisasjon gir polymerer med veldig lav FEoF.
Min hovedgrunn for å forkaste geopolymer-hypotesene for oljedannnende kerogen er fra ren termodynamikk. For å polymerisere hydrogerike monomerer i sedimenter under diagenese kreves det store mengder energi, proporsjonal med den energien oljeproduktene representerer. Ingenting tyder på at dette er mulig; det er ikke noen energi sammenlignbar med solenergi innen sedimenter. Hvis biopolymerene har blitt brutt ned til monomerer, er energitoget gått.
Rollen til hydrogen
Bjørkum hevder at det meste av reduksjonen i H/C-forholdet under begravning skyldes tap av hydrogen. Han mener at hans TOC-data viser at H/C-forholdet synker mens TOC er konstant. Angående TOC, så henviser jeg til min kommentar i mitt forrige innlegg, og at Syltas datasett fra samme område viser noe annet.
Ellers legger han selvsagt ikke frem faktiske data som demonstrerer hydrogendannelse (selv om relevante date er tilgjengelige); hele modellen bygger på hans tolkning av sitt TOC-datasett som er ulikt andres data fra samme område.
Når det gjelder hydrogendannelse, så har vi millioner av datapunkter som viser at selektiv hydrogenstripping ikke har noe med virkeligheten å gjøre. Det vi ser er at kilden (i det gamle oljevinduet) inneholder petroleum. Oljevinduet dreier seg egentlig om et område med maksimal retensjon av petroleum.
Samtidig observerer vi at kerogenet kondenseres og hydrokarbonstrukturene reduseres. Det er god proporsjonalitet mellom tap av slike strukturer og sammensetningen av produktene til enhver tid. Det er faktisk ikke noe hydrogenunderskudd når vi ser på forholdet mellom kerogen og petroleum i naturlig modnede systemer. Det er ingen antydning til ren dehydrogenering via stripping av hydrogen fra de organiske nettverkene i kerogen slik som Bjørkum påstår uten teori eller data.
Men vi observerer normalt ikke hydrogen, og kun i noen tilfeller i voldsomt små mengder i sedimentære basseng. Det er indikasjoner, selv om det er spekulativt, at vi i de dypeste områdene kan ha hydrogen som kan ha en opprinnelse i organisk materiale. Men det kan like gjerne være relatert til abiotiske prosesser. Det kan også like gjerne være relatert til interaksjonen mellom borehodet og formasjonsvann. Man kan både lage metan og hydrogen fra boreoperasjonen.
I naturen, der vi ser hydrogen i signifikante mengder i porevann, som Bjørkum beleilig unngår å informere leseren om, er langs spredningsrygger og andre steder med interaksjon mellom vann og magmatiske prosesser f.eks. i ofiolitter. Hydrogen opptrer her generelt sammen med abiotisk dannede hydrokarboner og er vanligvis relatert til serpentinisering.
Vi ser det også i det som ser ut som senmagmatiske prosesser under størkning av mafiske intrusjoner i skorpen. Jeg har lenge vært interessert i dannelse av abiotiske hydrokarboner, så jeg kjenner den russiske litteraturen (som er oversatt til engelsk) godt. Hovedpunktet der er som jeg sier; hydrogen forekommer først og fremst i abiotiske system. Dannelse av hydrogen i sedimentære basseng fra organisk materiale er spekulativt, foreløpig uten støtte i data.
Bjørkums påstander om hvordan tungolje reagerer med hydrogen i reservoar er det ikke mye å si om annet enn at det ikke skjer. Olje i naturen inneholder kun i helt spesielle tilfeller ustabile forbindelser som kan reagere med hydrogen under naturlige reservoartrykk og -temperaturer. Dette vil f.eks. være alkener og diener, som vanligvis ikke er til stede men finnes under helt spesielle forhold.
Under raffineriprosesser vil hydrogenering foregå først ved meget høye temperaturer og katalysatorer. Etter hydrocracking kan vi ha produkter som ved lavere temperaturer kan hydrogeneres videre. Men dette er hydrogenering av crackingprodukter som umettede ikke-aromatiske hydrokarboner. Hydrogenering skjer på mange stadier på raffineriet med ulike metoder etter destillasjon.
Raffineriprosesser er fundamentalt forskjellige fra naturlige prosesser og Bjørkum kommer bare med påstanden uten noen meningsfull diskusjon, for å forklare dannelsen av «normale oljer».
Bakterier i oljereservoarer
Bjørkum skriver at de som refererer til Bastin [9] ikke påstår at han har funnet levende bakterier. Mener Bjørkum at det betyr at reservoaret kan ha vært en gravplass for bakterier, fordi det ikke eksplisitt ble sagt at bakteriene var levende? Da må jo alle de som publiserer og ikke sier at jorden ikke er flat, mene at den er flat?
Men mitt poeng var kun at bakterier har vært kjent fra reservoarer i nesten hundre år. Fra Standard Oil sitt gamle bibliotek fantes det flere referanser til bakterier i reservoarer. På Amoco sitt forskningssenter i Naperville (og senere i Tulsa), eksperimenterte de med biodegradering fra bakterier og arkebakterier isolert fra formasjonsvann. Men i dag har vi mye bedre data fra arbeidene til Bernard and Connan, 1992 [10]; Magot and Connan, 1993 [11]; Magot et al., 1994 [12] og Connan et al., 1996 [13]. De har demonstrert at det er vanlig med et rikt spekter av anaerobe organismer i oljereservoarer. De har også demonstrert at disse klart er ansvarlige for de fleste tilfeller av biodegradering.
Når Bjørkum sier at Lartergruppen kun har funnet kjemiske spor etter bakterier, så viser det bare at han kaster ut påstander uten å sette seg inn i emnet.
Lartergruppen [14] sier om de arbeidene som jeg refererer til ovenfor: «have convincingly demonstrated, with a large and pivotal body of work the common presence of diverse anaerobic organisms in oilfields. They concluded from lab and field studies that anaerobes were indeed responsible for most subsurface hydrocarbon degradation. Methanogenesis, an exclusively anaerobic process, during oil degradation in reservoirs is common (cf. Scott et al., 1994[15]; Larter et al., 1999[16]; Larter and Di Primio, 2005[17]) and is a likely fate for most carbon dioxide produced during biodegradation.»
Så sier Bjørkum: «Eksistensen av bakterier er derfor bare en antagelse, introdusert ad hoc, som hindrer dagens teori å bli falsifisert.»
Tilsynelatende lever Bjørkum i et parallelt univers og lukker øynene og tviholder på sitt syn som har vært falsifisert i hundre år.
Bjørkum vil ikke dele andre relaterte data fra sin TOC-mappe
Bjørkum vil ikke vise frem HI- og Tmax-data fra sitt TOC-datasett. Han begrunner det med: «Nå er det ikke opp til meg å forklare det geokjemikere holder på med, men jeg kommer inn på temaet i min artikkel om gass.»
Skal vi tro kommentarer på Geo365.no så har jo Equinor allerede testet, etter overtalelse fra Bjørkum, Bjørkums gassteori med to tørre brønner i Stordbassenget, betalt med 78 prosent av norske skattebetalere.
Jeg venter ikke i spenning.
Bjørkums sluttkommentar
Til slutt sier Bjørkum: «Så kan man undres over hvordan det kan ha seg at jeg har oppdaget dette – og ikke fagmiljøet selv.»
Dessverre har Bjørkum ikke oppdaget noe som helst, selv om han sier «at han har studert flere tusen geokjemirelaterte artikler helt tilbake til 1800-tallet – samt flere lærebøker». Det er ikke bare å lese vitenskapelige artikler. Man må også forstå innholdet og sammenhengen mellom innholdet i en artikkel og alle de andre artiklene om samme emne.
Som vitenskapsteoretiker burde man jo forvente at Bjørkum er klar over at teorier forkastes eller forbedres hele tiden. Bjørkum har stort sett holdt seg til de som er forkastet etter at bedre data og teorier har kommet frem.
Bjørkums teori om tungoljedannelse og oljedannelse generelt, er kun basert på gale oppfatninger, falsifiserte meninger, misforståelser og gal referering til litteratur eller referering til irrelevante artikler. Bjørkum bør ta av filosofhatten og faktisk sette seg inn i dagens teorier rundt petroleumssystemet.
Det er behov for annerledestenkere, men Einstein, som Bjørkum liker å referere til, hadde i motsetning til Bjørkum en forståelse for sin tids teorier og detaljkjennskap til de data som var tilgjengelig. Dette er en forutsetning for å foreslå et paradigmeskifte.
JOHAN K MICHELSEN
Michelsen er pensjonert petroleumsgeologi/petroleumsgeokjemiker. Han har erfaring som forsker ved UiB, Rogalandsforskning og Equinor i Norge og erfaring fra Amocos tidligere forskningssenter for leting og produksjon i Tulsa, USA.
Referanser
[1] Khavari Khorasani, G., Dolson, J. and Michelsen, J.K. (1998a). The factors controlling the abundance and migration of heavy versus light oils, as constrained by data from Gulf of Suez. Part I. The effect of expelled petroleum composition, PVT properties and petroleum system geometry. Organic Geochemistry 29, No. 1-3, 255-282.
[2] Khavari Khorasani, G., Michelsen, J.K. and Dolson, J. (1998b). The factors controlling the abundance and migration of heavy versus light oils, as constrained by data from Gulf of Suez. Part II. The significance of reservoir mass transport processes. Organic Geochemistry. 29, No. 1-3, 283-300.
[3] Fan, K.; Li, Y.; Elsworth, D.; Dong, M.; Yin, C.; Li, Y.; Chen, Z. Three stages of methane adsorption capacity affected by moisture content. Fuel 2018, 231, 352−360.
[4] Tesson, T. and Firoozabadi, A. 2019. Deformation and Swelling of Kerogen Matrix in Light Hydrocarbons and Carbon Dioxide. The Journal of Physical Chemistry. 2019, 123, 29173-29183.
[5] Mandl, G., and R. M. Harkness, R. M. 1987, Hydrocarbon migration by hydraulic fracturing. In Deformation of Sediments and Sedimentary Rocks, Jones, M. E. and R. M. Preston, eds., Geological Society Special Publication, 29, p. 39-53.
[6] Bjørkum, P. A., Walderhaug, O, and Nadeau. P.H. Physical constraints on hydrocarbon leakage and trapping revisited. Petroleum Geoscience, Vol 4 1998, pp 237-239.
[7] Hedberg, H. D., 1964, Geologic aspects of origin of petroleum. AAPG Bulletin, vol. 48, no. 11, p. 1755-1803.
[8] Bjørkum, P.A., Walderhaug, O., & Nadeau, 2001. Thermally driven porosity reduction; Impact on basin subsidence. Geological Society London Special Publications 188(1):385-392
[9] Bastin, E., 1926. Microorganisms in oilfields. Science 63, 21–24.
[10] Bernard, F.P., Connan, J., 1992. Indigenous microorganisms in connate waters of many oilfields: a new tool in exploration and production techniques. SPE 24811. In: 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Washington, DC, October 1992, pp 467-476.
[11] Magot, M., Connan, J., 1993, Ancient bugs in exploration and production. New Scientist (Elf Suppl.) April 1993, 14–15.
[12] Magot, M., Connan, J., Crolet, J.-L., 1994. Les bacte ́ ries des gisements pe ́ troliers. La Recherche 228, 25. 936-937.
[13] Connan, J., Lacrampe-Coulombe, G., Magot, M. 1996, Origin of gases in reservoirs. In: Proc. 1995 International Gas Research Conference, Cannes, France, 6–9 November, 1995. Government Institutes, Inc, Rockville, USA, pp 21–61.
[14] Larter, S, Wilhelms A, Koopmans, I.H.M, Aplin, A., Di Primo, R, Zwach., Erdmann, M., & Telnaes, N. 2006. The controls on the composition of biodegraded oils in the deep subsurface: Part I— biodegradation rates in petroleum reservoirs. Organic Geochemistry 34 (2003) 601-613.
[15] Scott, A.R., Kaiser, W.R., Ayers Jr., W.B., 1994. Thermogenic and secondary biogenic gases, San-Juan Basin, Colorado and New Mexico—implications for coalbed gas producibility. AAPG l78, 1186–1209.
[16] Larter, S., Hockey, A., Aplin, A., Telnaes, N., Wilhelms, A., Horstad, I., Di Primio, R., Sylta O., 1999. When biodegradation preserves petroleum! Petroleum geochemistry of N. Sea Oil Rimmed Gas Accumulations (ORGA’s). In: Pro-ceedings AAPG Hedberg Research Conference on ‘‘Natural Gas Formation and Occurrence’’, Durango, CO.
[17] Larter, S.R., di Primio, R. 2005. Effects of biodegradation on oil and gas field PVT properties and the origin of oil rimmed gas accumulations. Organic Geochemistry (2005).
